Бассейн Уиллистон



Предыдущая | Следующая

Содержание

Бассейн Уиллистон. Уильямс [662] подразделил более 100 нефтей бассейна Уиллистон на 3 большие группы. Он использовал для этого кривые индексов корреляции, значения отношений изотопов углерода, параметры оптической активности и данные о групповом составе фракции С4—Су и характере распределения «-парафинов С15+. Значения оптической активности и кривые корреляционных индексов для разных нефтей часто совпадают, поэтому их трудно использовать для классификации. По изотопному составу углерода насыщенных компонентов рассматриваемые нефти предварительно подразделяются на две группы. Третья группа нефтей выделяется на основе сопоставления группового состава фракции С4—С7 (рис. 11-8) и характера распределения я-парафинов Ci5+ (рис. 11-9). Положение каждой нефти на треугольной диаграмме группового состава (рис. 11-8) было определено путем измерения концентраций

11 углеводородов фракции С4—С7. Нефти типа I имеют наиболее высокое содержание я-парафинов, нефти типа II нафтеновые, нефти типа III характеризуются переходным составом.

Характер распределения «-парафинов из нефтей типа I (пики концентраций «-парафинов Ci? и Ci9 на рис. 11-9) свидетельствует о том, что они образовались из материнского вещества морского происхождения.

Сопоставляя данные о составе изотопов углерода и распределении углеводородов, Уильямс установил интересный факт: месторождение Уэлдон, приуроченное к разлому Уэлдон на западном краю бассейна, видимо, содержит смесь нефтей типов

I и II. Он считает, что подземный резервуар был первоначально частично заполнен нефтью типа II, генерированной близлежащими материнскими породами, а позже был заполнен нефтью типа I, мигрировавшей по разлому из более глубоких древних залежей. Присутствие нефтей различного состава в нарушенных природных резервуарах в бассейне Уиллистон и в отложениях формации Таскалуса подтверждает ранее изложенные представления о миграции углеводородов вверх по некоторым разломам и заполнении лежащих выше резервуаров.

Содержание